2030年に向けた今後の再エネ政策
2021年10月14日
資源エネルギー庁新エネルギー課
資料１
①国内外の再エネを巡る現状
②新たなエネルギーミックス
①国内外の再エネを巡る現状
②第6次エネルギー基本計画（案）
③新たなエネルギーミックス
世界全体の発電設備容量（ストック）
IEA「World Energy Outlook」2016～2020年度版より資源エネルギー庁作成
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年（推計）
石炭 天然ガス 石油 原子力 再エネ（水力含む）
（ＧＷ）
1,835GW 1,986GW
(+151GW)
2,159GW
(+173GW)
2,339GW
(+180GW)
2,516GW
(+177GW)
2,707GW
(+191GW)
①世界の動向：再生可能エネルギーの導入状況
3
国際機関の分析によれば、世界の再生可能エネルギー発電設備の容量（ストック）は2015年に約2,000GW程度まで増加し、最も容量の大きい電源となった。
その後も、引き続き再生可能エネルギー発電設備の容量は増加しており、年間約180GWのペースで増加し ている。ｃ再エネ(水力除く), 36.9
再エネ(水力除く), 35.7
再エネ(水力除く), 28.2
再エネ(水力除く), 23.8
再エネ(水力除く), 9.9 再エネ(水力除く), 10.9
再エネ(水力除く), 7.4 再エネ(水力除く), 9.9
再エネ(水力除く), 9.2 水力, 3.3 水力, 1.8
水力, 9.1 水力, 15.9
水力, 10.1 水力, 6.6
水力, 58.8
水力, 16.9
水力, 7.7 石炭, 30.1
石炭, 2.4 石炭, 5.2 石炭, 7.3
石炭, 1.0
石炭, 24.5
石炭, 6.7
石炭, 65.2
石炭, 31.6 石油その他, 2.2
石油その他, 1.9
石油その他, 5.2
石油その他, 4.5
石油その他, 1.6
石油その他, 1.2
石油その他, 0.9
石油その他, 0.3
石油その他, 7 天然ガス, 15.1
天然ガス, 40.7 天然ガス, 30.9
天然ガス, 48.5
天然ガス, 6.9
天然ガス, 37.5
天然ガス, 10.5
天然ガス, 3.0
天然ガス, 38.3 原子力, 12.4
原子力, 17.5
原子力, 21.5
原子力, 0.0
原子力, 70.5
原子力, 19.3 原子力, 15.7
原子力, 4.6 原子力, 6.2
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
主要再エネ
※水力除く
風力
20.9%
風力
20.0%
風力
20.5%
太陽光
8.1%
風力
6.1%
風力
6.8%
風力
5.1%
風力
5.4%
太陽光
6.7%
出典：IEA Market Report Series - Renewables 2020（各国2019年時点の発電量）、IEA データベース、総合エネルギー統計(2019年度確報値)等より資源エネルギー庁作成 発電量再エネ
2,424
億kWh
1,205
億kWh
1,001
億kWh
1,159
億kWh
1,131
億kWh
7,670
億kWh
4,273
億kWh
20,150
億kWh 億kWh
1,852
発電量再エネ※水力除く
2,227
億kWh
1,146
億kWh
763
億kWh
695
億kWh
562
億kWh
4,772
億kWh
477
億kWh
7,424
億kWh 億kWh
1,056
発電量
6,031
億kWh
3,211
億kWh
2,710
億kWh
2,920
億kWh
5,661
億kWh
43,710
億kWh
6,453
億kWh
75,091
億kWh
10,238
億kWh イタリア(2019年) カナダ(2019年)
ドイツ(2019年) イギリス(2019年)スペイン(2019年) フランス(2019年)アメリカ(2019年) 日本(2019年度)
（（発電電力量に占める割合） 再エネ
40.2%
再エネ
37.3%
再エネ
17.6%
再エネ
18.1%
再エネ
37.5%
再エネ
20.0%
再エネ
39.7%
再エネ
66.2%
再エネ
26.8%
中国(2019年)
風力
0.7％
0.3％
地熱太陽光
6.7%
ﾊﾞｲｵﾏｽ
2.6％
①世界の動向：再生可能エネルギーの発電比率
4
【発電電力量の構成（2019年度）】
再エネ比率＝18.1％
水力除く再生可能エネルギー
【発電電力量の構成（2011年度）】
再エネ比率＝10.4％
出典： 総合エネルギー統計より資源エネルギー庁作成
原子力
9.3%
7.8%
水力2.6%
天然ガス
37.1%
６.２%原子力
7.8%
水力10.3%
石油その他
6.6%
水力除く再生可能エネルギー
28.0%
石炭天然ガス
37.7%
石油その他
14.5%
31.9%
石炭太陽光：0.4%
風力：0.4%
地熱：0.2%
バイオマス：1.5%
太陽光：6.7%
風力：0.7%
地熱：0.3%
バイオマス：2.5%
②日本の動向：再生可能エネルギーの導入状況（ⅰ）
5
日本において以前から開発が進んできた水力を除く再生可能エネルギーの全体の発電量に占める割合は、FIT 制度の創設以降、2.6％（2011年度）から10.3％（2019年度）に増加（水力を含めると10.4％か ら18.1％に増加）。発電電力量の国際比較（水力発電除く）
2012年 2019年
日本 309 1,056
EU 3,967 6,600
ドイツ 1,213 2,227
イギリス 359 1,146
世界 10,586 27,938 3.4倍
1.7倍
1.8倍 3.2倍 2.8倍
単位：億kWh
出典：IEA データベースより資源エネルギー庁作成
各国の再エネ導入容量（2018年実績）
175
62 56 45
28 20 13 11 9 8
0 50 100 150
200
単位：GW730
280
134 126 123 114 100 57 53 53
0 100 200 300 400 500 600 700 800
中国 米国 ブラジル ドイツ インド 日本 カナダ イタリア ロシア フランス 太陽光 風力 水力 地熱 バイオマス その他
単位：GW
各国の太陽光導入容量（2018年実績）
出典：Renewables 2019（IEA）より資源エネルギー庁作成
②日本の動向：再生可能エネルギーの導入状況（ⅱ）
6
国際機関の分析によれば、日本の再エネ導入量は世界第６位、このうち太陽光発電は世界第３位。
この7年間で約3倍にという日本の増加スピードは、世界トップクラス。※バイオマスはバイオマス比率考慮後出力。
※改正FIT法による失効分（2021年３月時点で確認できているもの）を反映済。
※地熱・中小水力・バイオマスの「ミックスに対する進捗率」はミックスで示された値の中間値 に対する導入量の進捗。
(kW) (21年３月)
導入水準FIT前導入量
＋FIT認定量(21年3月)
現行ミックス
(2030年度)
ミックスに 導入進捗率対する
太陽光
6,200万 8,100万 6,400万 約97%
風力
450万 1,190万 1,000万 約45%
地熱
61万 67万 140～
155万
約41%中小水力
980万 1,000万 1,090～ 1,170万 約 87%
バイオマス
500万 1,030万 602～ 728万
約75%2010
年度水力
8.8
～9.2％程度 風力
1.7％程度
地熱
1.0
～1.1％程度
7.0％程度
太陽光 ﾊﾞｲｵﾏｽ3.7～4.6％程度
2030
年度ベースロード比率
：56％程度
10,650億kWh
（電力需要＋送配電ロス等）
＜電源構成＞
火力全体：65％
ＬＮＧ
29％
石油
9％
石炭
28％
原子力
25％
再エネ
9％
2019
年度 再エネ18%
原子力
6％
22～20％程度
原子力火力全体：56％程度 ＬＮＧ
27％程度
石油
3％程度
石炭26％程度 22～24％程度
再エネ火力全体：76％
ＬＮＧ
37％
石油
7％
石炭
32％
風力
0.7％
地熱
0.3％
太陽光
6.7%
ﾊﾞｲｵﾏｽ
2.6％
7.8%
水力出典）総合エネルギー統計(2019年度確報値)等を基に資源エネルギー庁作成
②日本の動向：現行「エネルギーミックス」実現への道のり
7
（注）発受電月報、各電力会社決算資料等をもとに資源エネルギー庁作成。
グラフのデータには消費税を含まないが、併記している賦課金相当額には消費税を含む。
なお、電力平均単価のグラフではFIT賦課金減免分を機械的に試算・控除の上で賦課金額の幅を図示。
＜旧一般電気事業者の電気料金平均単価と賦課金の推移＞
（円/kWh）
( )内は電気料金に占める賦課金の割合
（円/kWh）
10 12 14 16 18 20
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0.35円 賦課金（2%）相当
0.75円
（3%）相当 1.58円
（8%）相当2.25円
（12%）相当 2.64円
（14%）相当 2.90円
（15%）相当 2.95円
（15%）相当 0.22円
（1%）相当
2.98円
（16%）相当
電力料産業用 業務用
10 12 14 16 18 20 22 24 26
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
(家庭用)
電灯料 （1%）0.22円相当0.35円
（1%）相当
0.75円
（3%）相当 1.58円
（6%）相当2.25円
（9%）相当 2.64円
（10%）相当 2.90円 賦課金
（11%）相当 2.95円
（11%）相当 2.98円
（12%）相当
＜買取総額の内訳＞
住宅用太陽光
0.3兆円 7％
事業用太陽光
2012年度認定 0.8兆円 22％
2013年度認定 1.1兆円 28％
2014年度認定 0.4兆円 10％
2015年度認定 0.1兆円 3％
2016年度認定 0.1兆円 3％
2017年度認定 0.04兆円 1％
2018年度認定 0.1兆円 3％
2019年度認定 0.02兆円 0％
2020年度認定 0.001兆円 0％
2021年度認定 0.0001兆円
０％（合計） （2.7兆円） （70%）
風力発電
0.2兆円 5％
地熱発電
0.02兆円 0.4％
中小水力発電
0.1兆円 3％
バイオマス発電
0.5兆円 14％
合計
3.8兆円
―60％
②日本の動向：FIT制度に伴う国民負担の状況
8
2021年度（予測）の買取費用総額は3.8兆円、賦課金（国民負担）総額は2.7兆円となっている。買取
総額の内訳を見ると、2012年度～2014年度に認定された事業用太陽光発電に係る買取費用が大半を 占めている。
電気料金に占める賦課金割合は、2020年度実績では、産業用・業務用16%、家庭用12%。0 10 20 30 40 50 60
2013 1H 2014 1H 2014
2H 2015 1H 2015
2H 2016 1H 2016
2H 2017
1H 2018 1H 2018
2H 2019 1H 2019
2H 2020 1H 2020
2H 2021 1H
＜世界と日本の太陽光発電のコスト推移＞
（円/kWh）
2021上半期 5.3円 2021上半期
13.8円
太陽光発電（日本）
太陽光発電
（世界）
8.5円
＜世界と日本の陸上風力発電のコスト推移＞
0 5 10 15 20 25 30
2013 1H 2014 1H 2014
2H 2015 1H 2015
2H 2016 1H 2016
2H 2017
1H 2018 1H 2018
2H 2019 1H 2019
2H 2020 1H 2020
2H 2021 1H
（円/kWh）
2021上半期 11.8円
2021上半期 4.5円
陸上風力発電（日本）
陸上風力発電
（世界）
7.3円
※BloombergNEFデータより資源エネルギー庁作成。1$=110円換算で計算。
②日本の動向：再生可能エネルギーのコストの状況
9
太陽光発電・風力発電ともに、コストは着実に低減しているものの、依然として世界より高く、低減スピードも 鈍化の傾向。50kW
０kW
1,000kW 10,000kW
FIP
（入札対象外）250kW
FIT（入札）
FIT（地域活用要件あり）
FIT（地域活用要件あり）
FIP（入札）
FIT（入札）
FIP
（入札対象外）FIP
（入札対象外）FIP
（入札対象外）（入札）
FIP
FIP
（入札対象外）FIT（地域活用要件あり）
FIP（入札）
FIP
（入札対象外）FIT（地域活用要件あり）
（入札対象外）
FIP
（入札対象外）
FIP
（入札対象外）
FIP
(入札対象外) FIT
(入札対象外) FIT
※選択可能
※選択可能
※選択可能 注1）
注1）太陽光の2022年度の入札対象の閾値は、2021年度の閾値をそのまま仮定していることに留意。 注2）なお、地熱・中小水力の当該の閾値は、2023年度も同じとする。
10kW
風力以外は一定規模以上はFIPのみ認める。また、50kW以上は事業者が希望すればFIPも選択可能。
なお、既にFIT認定を受けている事業も、50kW以上は事業者が希望すればFIPに移行可能。電源 太陽光
風力
地熱
中小水力 バイオマス
(一般木質等)
バイオマス
（液体燃料）
バイオマス
（その他）
※選択可能
※選択可能
※選択可能
FIT（地域活用要件あり）
FIT（住宅用）
注2）
注2）
沖縄地域・離島等供給エリアについては、いずれの電源もFITを選択可能とし、また、地熱・中小水力・バイオマスの地域活用要件を求めない。
②日本の動向：2022年度のFIT/FIP・入札の対象
10
【調達/交付期間】電源
2012
年度
2013
年度
2014
年度
2015
年度
2016
年度
2017
年度
2018
年度
2019
年度
2020
年度
2021
年度
2022
年度
2023
年度 価格目標
事業用太陽光
(10kW以上)
【20年】
住宅用太陽光
（10kW未満）
【10年】
【20年】風力
バイオマス
【20年】
※5 ※6 ※7
【15年】地熱
【20年】水力
※2 10kW以上50kW未満の事業用太陽光発電には、2020年度から自家消費型の地域活用要件を設定する。ただし、営農型太陽光は、10年間の農地転用許可が認められ得る案件は、自家消費を行わない案件であっても、災害時の活用が可能であればFIT制度の新規認定対象とする。
※4 風力・地熱・水力のリプレースは、別途、新規認定より低い価格を適用。 ※5 主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電は、当該主産物・副産物が直接燃焼する場合に該当する区分において取り扱う。
※6 新規燃料については、食料競合について調達価格等算定委員会とは別の場において専門的・技術的な検討を行った上で、その判断のための基準を策定し、当該基準に照らして、食料競合への懸念が認められる燃料については、そのおそれがないことが確認されるまでの間は、FIT制度の対象としない。食料競合への懸念 が認められない燃料については、ライフサイクルGHG排出量の論点を調達価格等算定委員会とは別の場において専門的・技術的な検討を継続した上で、ライフサイクルGHG排出量を含めた持続可能性基準を満たしたものは、FIT制度の対象とする。
※７ 石炭（ごみ処理焼却施設で混焼されるコークス以外）との混焼を行うものは、2019年度（一般廃棄物その他バイオマスは2021年度）からFIT制度の新規認定対象とならない。また、2018年度以前（一般廃棄物その他バイオマスは2020年度以前）に既に認定を受けた案件が容量市場の適用を受ける場合は FIT制度の対象から外す。 ※8 FITの新規認定には、2022年度から地域活用要件を設定する。 ※9 50kW以上1,000kW未満のFIPの新規認定は、入札外で10円。その他入札制の詳細は未定。 ※10 入札は、FIP新規認定について、2022年度は適用なし、2023年度は未定。 入札の回数等は未定。
※11 液体燃料は50kW以上。入札上限価格等に係る詳細は未定。
22円 (陸上20kW以上)
40円 36円 32円 29円
27円
42円 38円 37円 33円 35円
※1
31円 33円
24円
※3
（10kW以上
21円
2,000kW未満）
28円 30円 26円
28円 24円
26円
(20kW以上)21円
※1 7/1～
（利潤配慮期間 終了後）
(10kW以上
18円
2,000kW未満)
18円
※5
36円(浮体式）
※3 出力制御対応機器設置義務あり(2020年度以降は設置義務の有無にかかわらず同区分)
36円 (洋上風力（着床式・浮体式）)
20円 19円
※4
(10kW以上
14円
500kW未満)
36円
（着床式）(10kW以上
13円
50kW未満) (50kW以上
12円
250kW未満)
21円
※2
26円
(15,000kW以上)40円
(15,000kW未満)24円 (一般木材等)
24
円(20,000kW未満)
24円 21円
24円 (バイオマス液体燃料)
24円
(1,000kW以上30,000kW未満)29円
(200kW以上1,000kW未満)34円
(200kW未満)20円
(5,000kW以上30,000kW未満)27円
(1,000kW以上5,000kW未満) 24円(20,000kW未満)
24円
（20,000kW以上）
24円 21円
（20,000kW以上）
24円
32円 (未利用材)
その他（13円(建設資材廃棄物)、17円(一般廃棄物その他バイオマス)、39円（メタン発酵バイオガス発電 ※５））
32円
(2,000kW以上)40円
(2,000kW未満)※4
※4
(2030年) 8～9円
FIT制度
中長期的なからの自立化を目指す
(2025年)
７円市場価格卸電力
(2025年)
(10kW以上
12円
50kW未満) (50kW以上
11円
250kW未満)
(10kW以上
11円
50kW未満) (50kW以上
10円
入札対象未満)
※2 ※2
入札制
21円
(2,000kW以上)
15.5円
入札制(2,000kW以上)
12円/11.5円
入札制(250kW以上)
14円/13円
入札制(500kW以上)
※3 ※3 ※3 ※3
19円 17円
55円 (陸上20kW未満)
入札制（250kW以上）／入札外（250kW未満）
17円 16円 15円
入札制
34円 32円 29円
（10,000kW未満）
24円
入札制
20.6円
入札制19.6円
入札制19.6円
入札制20.6円（10,000kW以上）
入札制
※8
※8
※8
※8
※10
（一定規模入札制
以上) 11円/10.75円/入札制
10.5円/10.25円
(250kW以上) ※9
（事前非公表）入札制 ※11
※10
※8
※8
※8
②日本の動向：FIT調達価格/FIP基準価格・入札上限価格
11
①国内外の再エネを巡る現状
②第6次エネルギー基本計画（案）
③新たなエネルギーミックス
菅内閣総理大臣は2020年10月26日の所信表明演説において、我が国が2050年にカーボン ニュートラル（温室効果ガスの排出と吸収でネットゼロを意味する概念）を目指すことを宣言。
カーボンニュートラルの実現に向けては、温室効果ガス（CO2以外のメタン、フロンなども含む）の 85％、CO2の93％を排出するエネルギー部門の取組が重要。
次期エネルギー基本計画においては、エネルギー分野を中心とした2050年のカーボンニュートラ ルに向けた道筋を示すとともに、2050年への道筋を踏まえ、取り組むべき政策を示す。
2050年カーボンニュートラル
＜グリーン社会の実現＞
我が国は、2050年までに、温室効果ガスの排出を全体としてゼロにする、すなわち2050年カーボンニュートラル、
脱炭素社会の実現を目指すことを、ここに宣言いたします。
（中略）省エネルギーを徹底し、再生可能エネルギーを最大限導入するとともに、安全最優先で原子力政策を進めること で、安定的なエネルギー供給を確立します。長年続けてきた石炭火力発電に対する政策を抜本的に転換します。
10月26日総理所信表明演説（抜粋）
（中略）カーボンニュートラルに向けては、温室効果ガスの８割以上を占めるエネルギー分野の取組が特に重要です。カー ボンニュートラル社会では、電力需要の増加も見込まれますが、これに対応するため、再エネ、原子力など使えるも のを最大限活用するとともに、水素など新たな選択肢も追求をしてまいります。
10月26日梶山経産大臣会見（抜粋）
13
第６次エネルギー基本計画（案）については、８月上旬に総合資源エネルギー調査会基本政策分科会でと りまとめ。現在、パブリックコメントは終了。第6次エネルギー基本計画（案）の概要
第6次エネルギー基本計画（案）における再エネ政策の全体像
（５）再生可能エネルギーの主力電源への取組
再生可能エネルギーは、世界的には、発電コストが急速に低減し、他の電源と比べてもコスト競争力のある電源となってきており、導入 量が急増している。我が国においても、2012年7月のＦＩＴ制度の導入以降、10％であった再生可能エネルギー比率は2019年度に は18％にまで拡大した。導入容量は再生可能エネルギー全体で世界第６位となり、再生可能エネルギーの発電電力量の伸びは、
2012年以降、約３倍に増加するというペースで、欧州や世界平均を大きく上回る等、再生可能エネルギーの導入は着実に進展してい
る。特に、平地面積当たりの太陽光の導入容量は世界一であり、我が国は、限られた国土を賢く活用して再生可能エネルギーの導入を 進めてきた。今後とも、2050年カーボンニュートラル及び2030年度の温室効果ガス排出削減目標の実現を目指し、エネルギー政策の原則である Ｓ＋３Ｅを大前提に、電力部門の脱炭素化に向け、再生可能エネルギーの主力電源化を徹底し、再生可能エネルギーに最優先の 原則で取り組み、国民負担の抑制と地域との共生を図りながら最大限の導入を促す。具体的には、地域と共生する形での適地確保 や事業実施、コスト低減、系統制約の克服、規制の合理化、研究開発などを着実に進め、電力システム全体での安定供給を確保し つつ、導入拡大を図っていく。
我が国の再生可能エネルギーの発電コストは、着実に低減が進んできてはいるものの、工事費、立地規制等の要因から、国際水準と 比較すると依然高い状況にある。また、再生可能エネルギーの導入拡大に伴い、再生可能エネルギー賦課金は2021年度において既に
2.7兆円に達すると想定されるなど、今後、国民負担を抑制しつつ導入拡大との両立を図っていく必要がある。このため、再生可能エネル
ギーのコストを他の電源と比較して競争力ある水準まで低減させ、自立的に導入が進む状態を早期に実現していく。また、再生可能エネ ルギーの自立化に向けたステップとして、電力市場における需給の状況に応じた行動を再生可能エネルギー発電事業者が自ら取ることを 促していくことも重要である。このため、再生可能エネルギーの早期の自立化に向けて、コスト低減や電力市場への統合を積極的に進 めていく。また、ＦＩＴ制度の導入を契機とした再生可能エネルギーの急速な導入拡大に伴い、様々な事業者の参入が拡大した結果、景観や 環境への影響、将来の廃棄、安全面、防災面等に対する地域の懸念が高まっているという事実もある。再生可能エネルギーが長期にわ たり安定的に発電する電源として、地域や社会に受け入れられるよう、地域の理解の促進や適正な事業規律の確保、安全面の不安 の払拭に努めていく。
さらに、再生可能エネルギーの最大限の導入に向けて、再生可能エネルギーのポテンシャルの大きい地域と大規模消費地を結ぶ系統 容量の確保や、太陽光や風力といった自然変動電源の出力変動への対応、電源脱落等の緊急時における系統の安定性の維持と いった系統制約の克服も非常に重要であり、最大限取り組んでいく。
こうした取組や電源別の特徴を踏まえた取組など、あらゆる取組を総動員することで、国民負担の抑制と地域との共生を図りながら、再 生可能エネルギーの最大限の導入を進めていく。なお、再生可能エネルギーの最大限の導入を効果的に進めるに当たっては、それぞれ
の政策の進捗状況を把握・評価した上で、不断の見直しを行っていく。
16
（参考）第6次エネルギー基本計画案（抜粋①）
（13）2030年度におけるエネルギー需給の見通し
電力の需給構造については、経済成長や電化率の向上等による電力需要の増加要因が予想されるが、徹底した省エネルギー（節 電）の推進により、2030年度の電力需要は8,640億ｋＷｈ程度、総発電電力量は9,340億ｋＷｈ程度を見込む。
その上で、電力供給部門については、Ｓ＋３Ｅの原則を大前提に、徹底した省エネルギーの推進、再生可能エネルギーの最大限導入 に向けた最優先の原則での取組、安定供給を大前提にできる限りの化石電源比率の引き下げ・火力発電の脱炭素化、原発依存度の 可能な限りの低減といった基本的な方針の下で取組を進める。
まず、再生可能エネルギーについては、足下の導入状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成 を見込むことにより、3,130億ｋＷｈ程度の実現を目指す。その上で、2030年度の温室効果ガス46％削減に向けては、もう一段の 施策強化等に取り組むこととし、その施策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、合計3,360～3,530億ｋＷｈ程度 の導入、電源構成では36～38％程度を見込む。なお、この水準は、上限やキャップではない。今後、現時点で想定できないような取 組が進み、早期にこれらの水準に到達し、再生可能エネルギーの導入量が増える場合には、更なる高みを目指す。その場合には、Ｃ Ｏ２排出量やコストなどを踏まえて他の電源がこの水準にとどまらず調整されることとなる。
再生可能エネルギーの導入拡大に当たっては、適地の確保や地域との共生、系統制約の克服、コスト低減などの課題に着実に対応 するため、関係省庁が一体となって取り組む。
（略）
また、経済効率性を測る指標である電力コストについては、コストが低下した再生可能エネルギーの導入が拡大し、燃料費の基となるＩ ＥＡの見通しどおりに化石燃料の価格低下が実現すれば、前回想定した電力コスト（9.2～9.5兆円）を下回る8.6～8.8兆円程度 の水準を見込む（ＦＩＴ買取費用は3.7～4.0兆円が約5.8～6.0兆円程度に上昇、燃料費は5.3兆円が2.5兆円程度に下落、系 統安定化費用は0.1兆円が0.3兆円程度に上昇する）。なお、徹底した省エネルギー（節 電）の推進による電力需要の減少により、
1ｋＷｈ当たりの電力コストで見ると、前回想定した9.4～9.7円を上回る9.9円～10.2円程度を見込む。
17
（参考）第6次エネルギー基本計画案（抜粋②）
①国内外の再エネを巡る現状
②第6次エネルギー基本計画（案）
③新たなエネルギーミックス ー 再エネ全体
ー 電源別
19
2030年度の再エネのあり方の検討にあたって、以下のように分解して整理。
※②既認定未稼働分の稼働については、電源別の特性を踏まえて、未稼働分の稼働見込割合を分析し、導入量を試算
（太陽光75%、風力70%、地熱・中小水力100％、バイオマス40％）。
このうち、③今後の新規認定分については、以下の３つの考え方で導入見込量を分析。１）現行政策努力継続ケース
適地が減少する中で、政策努力の継続により現行ペースを維持・継続した場合の見通し。
２）政策対応強化ケース
更なる政策対応を強化した場合の見通し（政策強化の動きがあり、定量的な政策効果が見通せているも のの効果を織り込んだ試算）。
３）野心的水準
責任省庁による施策具体化・加速化を前提に、その効果が実現した場合の野心的な見通し。
なお、2050年に向けては、次世代太陽光等の革新的技術の開発を進めていくが、こうした革新的技術の活用 は2030年時点では限定的であり、線形の導入拡大とはならないことに留意。2030年度再エネ導入量 ＝ ①これまでの導入量 ＋ ②既認定未稼働分の稼働
＋ ③今後の新規認定分の稼働
2030年度の導入見通しの検討にあたってのフレームワーク
※今後、太陽光を中心に「再エネ特措法（FIT/FIP）」に頼らない案件（非FIT）の形成も見込まれるが、非FIT案件であっても、適地や系統の確保等は同様に必要である ことから、本資料では、再エネ特措法の活用の有無にかかわらず、新たに形成される案件について、「新規認定分」として整理
※2020年3月時点での認定量・導入量をベースとして、既稼働・未稼働を分類する
GW(億kWh) 2019年度導入量
現行ミックス水準 改訂ミックス水準太陽光
55.8GW（690） 64GW (749) 103.5~117.6GW
（1,290~1,460）
陸上風力
4.2GW（77） 9.2GW (161) 17.9GW（340）
洋上風力 －
0.8GW （22） 5.7GW（170）
地熱
0.6GW(38) 1.4-1.6GW
(102-113) 1.5GW（110）
水力
50.0GW（796） 48.5-49.3GW
(939-981) 50.7GW（980）
バイオマス
4.5GW（262） 6-7GW
(394-490) 8.0GW（470）
発電電力量
1,853億kWh 2,366~2,515億kWh 3,360~3,530億kWh
程度 2019年度の再生可能エネルギー導入量の実績は、1,853億kWh。これに対し、2030年度は、足下の導入
状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成を見込むことにより、3,130億kWh程度の実現を目指す（政策対応強化ケース）。
その上で、2030年度の温室効果ガス46%削減に向けては、もう一段の施策強化等に取り組むこととし、その 施策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、合計3,360～3,530億kWh程度（電源構成 では36-38%）の再生可能エネルギー導入を目指す。
なお、この水準は、キャップではなく、今後、現時点で想定できないような取組が進み、早期にこれらの水準に到 達し、再生可能エネルギーの導入量が増える場合には、更なる高みを目指す。※改訂ミックス水準における各電源の設備利用率は、「総合エネルギー統計」の発電量と再エネ導入量から、直近3年平均を試算したデータ等を利用
総合エネルギー調査会 再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会（第31回）資料２参照
20
2030年度の再生可能エネルギー導入見込量
21
具体施策 導入見込容量（発電電力量）
＜政府として目標設定しているものや具体施策により、具体的な導入量が見込まれるもの（240億kWh程度）＞
① 系統増強等を通じた風力の導入拡大【経済産業省】 陸上風力：2.0GW（40億kWh程度）
洋上風力：2.0GW（60億kWh程度）
② 新築住宅への施策強化 【経済産業省、国土交通省、環境省】 太陽光：3.5GW（40億kWh程度）
③ 地熱・水力における現行ミックスの達成に向けた施策強化 地熱（50億kWh程度）
水力（50億kWh程度）
＜今後、官民が一体となって達成を目指していくもの（～170億kWh程度）＞
④ 地域共生型再エネ導入の推進 【環境省・農林水産省】 太陽光：4.1GW（50億kWh程度）
※風力、地熱、水力、バイオマスも含まれうる
⑤ 民間企業による自家消費促進 【環境省】 太陽光：10.0GW（120億kWh程度）
野心的水準における具体施策
足下の導入状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成を見込むことにより、3,130億kWhの実現を目指す。
その上で、2030年度の温室効果ガス46%削減に向けては、もう一段の施策強化等に取り組むこととし、その施 策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、240～410億kWh程度の追加導入を見込む。（【】内は中心となって施策の検討を進める省庁）
（参考）発電電力量・電源構成
[億kWh]
発電電力量 電源構成石油等
190 2%
石炭
1,780 19%
ＬＮＧ
1,870 20%
原子力
1,880~2,060 20~22%
再エネ
3,360~3,530 36~38%
水素・アンモニア
90 1%
合計
9,340 100%
2030年度の発電電力量・電源構成
22
[億kWh]
発電電力量 電源構成太陽光
1,290~1,460 14%~16%
風力
510 5%
地熱
110 1%
水力
980 11%
バイオマス
470 5%
※数値は概数であり、合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
※数値は概数。
2030年度
（見通し）
発電電力量：9340億kWh
＜電源構成＞
出典）総合エネルギー統計(2019年度確報値)等を基に資源エネルギー庁作成
※バイオマスはバイオマス比率考慮後出力。
※改正FIT法による失効分（2021年３月時点で確認できているもの）を反映済。
※太陽光の「ミックスに対する進捗率」はミックスで示された値の中間値に対する導入量の進捗。
(kW) (21年３月)
導入水準FIT前導入
＋FIT認定量 量
(21年3月)
(2030年度)
ミックスミックスに 導入進捗率対する
太陽光
6,200万 8,100万 10,350～
11,760万
約56%風力
450万 1,190万 2,360万
約19%地熱
61万 67万 148万
約41%中小水力
980万 1,000万 1,040万
約94%バイオマス
500万 1,030万 800万
約63%化石火力：65％
ＬＮＧ
29％
石油等
9％
石炭
28％
原子力
25％
再エネ
9％
2019
年度 化石火力：76％ＬＮＧ
37％
石油等
7％
石炭
32％
原子力
6％
再エネ
18％
20～22％程度
原子力化石火力：56％程度 ＬＮＧ
27％程度
石油
3％程度
石炭26％程度 36～38％程度
再エネ水素・アンモニア
0％
水素・アンモニア
0％
水素・アンモニア
1％程度
水力11％程度
風力5％程度
1％程度
地熱14～16％
太陽光 程度 ﾊﾞｲｵﾏｽ5％程度
風力0.7％
地熱
0.3％
太陽光
6.7%
ﾊﾞｲｵﾏｽ
2.6％
7.8%
水力2010
年度（参考）新たな「エネルギーミックス」実現への道のり
①国内外の再エネを巡る現状
②第6次エネルギー基本計画（案）
③新たなエネルギーミックス ー 再エネ全体
ー 電源別
24
【太陽光発電】面積あたりの各国太陽光設備容量
日 独 英 仏 中 印 米
国土面積
38万km2 36万km2 24万km2 54万km2 960万km2 329万km2 963万km2
平地面積※
(国土面積に占める割合)
13万km2
(34%) 25万km2
(69%) 21万km2
(88%) 37万km2
(69%) 740万km2
(77%) 257万km2
(78%) 653万km2 (68%)
太陽光の設備容量（GW）
56 45 13 10 175 28 63
太陽光の発電量（億kWh）
690 462 129 102 1,969 361 872
発電量（億kWh）
10,277 6,370 3,309 5,766 71,855 15,832 44,339
太陽光の総発電量
に占める比率
6.7% 7.3% 3.9% 1.8% 2.7% 2.3% 2.0%
（出典）外務省HP（https://www.mofa.go.jp/mofaj/area/index.html）、Global Forest Resources Assessment 2020（http://www.fao.org/3/ca9825en/CA9825EN.pdf）
IEA Market Report Series - Renewables 2019（各国2018年度時点の発電量）、総合エネルギー統計(2019年度速報値)、FIT認定量等より作成
※平地面積は、国土面積から、Global Forest Resources Assessment 2020の森林面積を差し引いて計算したもの。
25
国土面積あたりの日本の太陽光導入容量は主要国の中で最大。平地面積でみるとドイツの２倍。
【平地面積あたりの太陽光設備容量】
【国土面積あたりの太陽光設備容量】
（kW/㎢） （kW/㎢）
147
126
55
18 18
9 6
0 20 40 60 80 100 120 140 160
日本 ドイツ イギリス フランス 中国 インド 米国
426
184
63
26 24 11 10
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
日本 ドイツ イギリス フランス 中国 インド 米国
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
2,000kW- 50-2,000kW 10-50kW -10kW
26
FIT制度導入当初の3年間（2012年7月～2015年6月）は、①利潤配慮期間として高いIRRを 設定されていたこと、②土地権原や接続契約等の確認が緩やかであったこと、③2MWを超えるような 大規模案件の形成が盛んであったこと等から、10GWを超える認定容量で推移。
利潤配慮期間が終了し、事業規律の強化、大規模案件の縮小という流れの中で、認定容量が減少。
2020年度の認定容量（速報値）は1.5GW(約150万kW)となっている。
うち、 10kW 未満は約0.8GW （約80 万 kW）、 10kW以上は約0.7GW （約70 万 kw ）。
10kW 未満については、昨年度からほぼ横ばいだが、10kW以上が大きく減少。特に「地域活用要 件」を設定した10-50kwの認定容量が、前年度から９割近く減少。
【太陽光発電の容量別認定容量の推移】 【2019年度と2020年度（速報）の認定容量比較】
（GW）
16.0
25.4
11.2
4.1 5.6
3.3
5.3
3.2 1.5
2019年度 2020年度
（対前年度）10kW未満 0.7 0.8（+14%）
10-50kW 1.7 0.2（－88%）
50-2,000kW 0.6 0.4（－33%）
2,000kW以上 0.1 0.1（-）
合計
3.2 1.5（－53%）
※四捨五入の関係で合計が合わない場合がある
【太陽光発電】導入の推移
①現時点導入量は56GW、②既認定未稼働の稼働は18GW（※）。※2018年に未稼働措置の実施により容量ベースで約75%の案件について運転開始が見込まれる結果であることを踏まえ、未稼働案件の75%が稼働する前提。
③2030年度までの新規導入見込量は、適地の減少等を考慮すると、今後、年間認定量が更に低下する懸 念もあるが、現行の対策を継続し、今後も2020年度認定量の1.5GW/年を維持・継続すると想定し、14GW となる。（現行政策努力継続ケース）
さらに、各省における政策の検討を踏まえ、現時点で具体化されつつある政策を最大限・確実に実施することで、12GW程度の導入が見込まれる。
（政策対応強化ケース、具体的な政策は以下参照）（１）改正温対法によるポジティブゾーニング（再エネ促進区域を指定して積極的な案件形成を行う取組）や 自治体の計画策定に対する支援【環境省】
4.1GW
（２）温対法に基づく政府実行計画等に基づき、公共部門を率先して実行【環境省】
6.0GW
（３）空港の再エネ拠点化の推進【国交省】
2.3GW
区分 ①現時点
導入量 ②FIT既認定 未稼働の稼働
③新規認定分の稼働 合計（＝①＋②＋③）
H27策定時
努力継続 政策強化 努力継続 政策強化地上
41.3GW 17.2GW 4.8GW
26.2GW
63.3GW
100.0GW
屋根
14.5GW 0.8GW 9GW 24.3GW
合計
55.8GW
(690億kWh) 18.0GW
(225億kWh) 13.8GW
(172億kWh) 26.2GW
(326億kWh) 87.6GW
(1,090億kWh) 100.0GW
(1,244億kWh) 64GW (749億kWh)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
27
【太陽光発電】導入見込み（現行政策努力継続ケース・政策対応強化ケース）
陸上風力の案件形成場所を見ると、日本は、風況の良い平地が限られているため、山間部にお ける案件の割合が増加。開発しやすい平野部での適地が減少しつつある。
【陸上風力発電】案件形成は山間部へ
日本と欧州における風況の違い
50m高さでの風速分布（日本）
出所：NEDO局所風況マップ
50m高さでの風速分布（ドイツ）
28
出所：事業計画認定情報を元に資源エネルギー庁作成。
※設置場所が標高250m以上と推定される案件を「山間部」の案件とカウント。
日本 ドイツ
1MW以上の認定案件のうち山間部の案件が占める割合
（容量ベース）
日本と欧州各国の国土比較（同縮尺）
出所：一般財団法人・国土技術研究センター
①現時点導入量
FIT既認定
② 未稼働の稼働③新規認定分の稼働 合計
（＝①＋②＋③）
H27策定時
努力継続 政策強化 努力継続 政策強化
4.2GW
(77億kWh) 4.8GW
(90億kWh) 4.4GW
(83億kWh) 6.9GW
(132億kWh) 13.3GW
(253億kWh) 15.9GW
(302億kWh) 9.2GW (161億kWh)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
29
【陸上風力発電】導入見込み（現行政策努力継続ケース・政策対応強化ケース）
①現時点導入量は4.2GW、②既認定未稼働の稼働は4.8GW（※）。※2013・14年度に開始した案件のうち、方法書手続開始以降に、FIT認定を受けることができることを踏まえると約51～70%程度の案件が稼働すると考えられ、
業界団体ヒアリングでも既認定アセス案件の約68%が化等すると想定しており、約70%が稼働すると想定。
③新規認定分による2030年度の導入量について、今後、適地が減少し、洋上風力へのリソース投入を踏まえ ると、自然体で減少していくことも考えられる。
一方、現行政策努力を継続することで、直近3年度の平均認定量（約1.3GW）を維持していくと仮定し、リードタイム（法アセス案件8年、法アセス対象外案件４年）を踏まえると、4.4GWとなる。（現行政策努力継 続ケース）
※2021年度については既に決定している入札枠を踏まえ1GWとし、2022年以降年間1.3GWペースが維持されると仮定。
風力発電における環境アセスメント対象の見直し等により、約2GW（約198万kW）程度の導入が見込まれ る。さらに、環境省が、改正温対法に基づき、環境情報調査や地域合意形成等の自治体支援を行い、0.6GW程度の追加導入が見込まれる。
（政策対応強化ケース） 洋上風力発電は、①大量導入、②コスト低減、③経済波及効果が期待され、再生可能エネルギーの 主力電源化に向けた切り札。
このため、2030年までに10GW（30ヶ所程度）、2040年までに浮体式も含む30～45GW
（100ヶ所超）の案件形成を目標。
海域の長期占用と地域の円滑な協議を行うため、再エネ海域利用法を2019年に施行。現在、同法に 基づき、５区域（秋田３、千葉、長崎）を促進区域に指定。更に７区域（青森２、秋田２、山形、
新潟、千葉、長崎）を有望な区域に選定。
【洋上風力発電】再エネ海域利用法の施行等の状況
30
【凡例】●促進区域
●有望な区域
●一定の準備段階に進んでいる区域
※下線は2021年度新たに追加した区域
＜促進区域、有望な区域等の指定・整理状況＞
（2021年9月13日）
（※1）既認定未稼働案件が全て2030年には導入される想定。
（※2）環境アセスメント（4～6年程度）及び建設作業（2～3年程度）
①現時点導入量 ②FIT既認定 未稼働の稼働
③新規認定分の稼働 合計
（＝①＋②＋③）
H27策定時
努力継続 政策強化 努力継続 政策強化
※0.01GWー
0.7GW
(19億kWh) 1.0GW
(29億kWh) 3.0GW
(87億kWh) 1.7GW
(49億kWh) 3.7GW
(107億kWh) 0.8GW (22億kWh)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
31
①現時点導入量は0.01GW、②既認定未稼働の稼働は0.67GW（※1）。
③2030年度までに見込まれる新規導入量について、洋上風力産業ビジョンにおいて、「2020年度より年間100万kW程度の区域指定を10年継続」と整理。「区域指定→事業者選定→FIT認定」といった手続きや FIT認定から事業開始までのリードタイム(8年程度)
（※2）を考慮すると、1.0GW程度となる。（現行政策努力 継続ケース）
さらに、選定事業者の事業立ち上げについて、国もハンズオンでサポートを実施すること等により、2030年度まで に追加で1～2GW程度の導入が見込まれる。（政策対応強化ケース）【洋上風力発電】導入見込み（現行政策努力継続ケース・政策対応強化ケース）
【地熱発電】課題：高リスク・高コスト
地熱資源は目に見えない地下資源であり、複数の掘削調査が必要となること、掘削に時間を要す ること等から、地熱開発に係るリスク及びコストが高い。
コスト削減に資する精度の高い探査技術の開発や掘削性能が高い掘削技術の開発に取り組むと ともに、JOGMECによる先導的資源量調査や地表・掘削調査への助成支援、出資・債務保証な ど、開発リスクの低減に向けた取組を講じていく必要がある。
【主要国の地熱資源量及び発電設備容量】
国名 地熱資源量
（万ｋＷ） 地熱発電設備容量
（万ｋＷ）
アメリカ合衆国
3,000 372
インドネシア
2,779 186
日本
2,347
６０（2020年3月時点）
ケニア
700 68
フィリピン
600 193
メキシコ
600 92
アイスランド
580 71
エチオピア
500 1
ニュージーランド
365 98
イタリア
327 92
ペルー
300 0
出典）JICA作成資料（平成22年）及び産業総合技術研究所作成資料（平成２０ 年）等より抜粋して作成
【地熱開発に係るコスト】 【地熱開発に係る技術開発の例】
PDCビットドリル
（掘削能率は従来品の2倍、耐久性は5 倍を実現）
弾性波探査
（地熱探査への有効性が確認された弾性 波探査を用いて、大量の地点を低労力で 測定するための探査システムの開発・利用 拡大）
写真提供：株式会社クリステンセン・マイカイ
例：3万kWの地熱発電所建設に係る費用試算例
地表設備（発電タービン等）
（71%）［183億円］
地下調査と探査（28%）
［73億円］
地表調査（3%）
［2億円］
坑井掘削（97%）
［71億円］
調査・開発
73億円
うち地表調査2億円
うち抗井掘削71億円
環境影響評価3億円
地上設備建設183億円
総額
259億円
（事業性評価を行う 前段階において、数 十億円もの掘削費用 を要する。）
＜JOGMECホームページから抜
粋・編集＞
32
①現時点導入量 ②FIT既認定 未稼働の稼働
③新規認定分の稼働 合計
（＝①＋②＋③）
H27策定時
努力継続 政策強化 努力継続 政策強化
59.3万kW
(28億kWh) 2.5万kW
(1.2億kWh) 5.0万kW
(2.3億kWh) 85.7万kW
(39.6億kWh) 66.8万KW
(30.4億kWh) 148万kW
(68億kWh) 140～155万kW (102～113億kWh)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
33
①現時点導入量は59.3万kW（0.6GW）、②既認定未稼働の稼働は2.5万kW（※）。
③2030年度までに見込まれる新規導入量について、2030年度までに運転開始をする事業化判断したものは3.0万kW。この他、小規模地熱発電の導入トレンド等を踏まえると、現行政策努力を継続した場合の5.0万 kWが見込まれる。（現行政策努力継続ケース）
（※）地熱発電は、事業化判断前に長期間にわたり、地元との協議、地表調査や持続的な発電可能性を評価するための探査が行われる。このため、
事業化判断がなされた案件は、ほぼ確実に事業化する傾向にある。このため、既認定未稼働案件については、100％が2030年までに導入される前提。
今後、JOGMECによるリスクマネー供給や掘削技術開発の成果共有等の導入加速化に向けた政策強化を図 ることにより、約31万kWの導入が見込まれる。また、環境省より、「地熱開発加速化プラン」が4月に公表され、更なる地熱開発を加速化することとしており、また、国立・国定公園を中心とした地表調査を21・22年度中に 完了することを目指す中で、 約50万kW（0.5GW）の導入が見込まれる。（政策対応強化ケース）
